Чеська інженерно-дослідна компанія ÚJV Řež та південнокорейська Korea Hydro & Nuclear Power (KHNP) завершили попереднє техніко-економічне обґрунтування виробництва водню з використанням електроенергії АЕС у Чехії. Дослідження підтвердило технічну здійсненність демонстраційної установки потужністю 10 МВт із річним виробництвом близько 1500 тонн водню. Але економічна ефективність проєкту залежатиме від вартості електроенергії, гарантованого збуту продукції та регуляторних умов ЄС.

Результати спільного дослідження представили минулого тижня у Празі. За висновками розробників, створення такої установки відповідає розглянутим вимогам ядерної безпеки та дозвільних процедур, а за певних комерційних умов проєкт може бути економічно життєздатним.

Для виробництва водню пропонують використати контейнерний електролізер із протонообмінною мембраною (PEM). Ця технологія передбачає розщеплення води на водень і кисень за допомогою електроенергії. У розглянутій схемі АЕС забезпечуватиме електроживлення електролізера, а не безпосередньо передаватиме йому тепло з реакторної установки.

У дослідженні розглянули два варіанти розміщення обладнання: приблизно за 1,25 км від майданчика АЕС або безпосередньо біля промислового споживача водню.

За розрахунками ÚJV Řež і KHNP, електролізер потужністю 10 МВт може працювати 8000 годин на рік, виробляючи близько 1500 тонн водню.

Це відповідає коефіцієнту використання встановленої потужності приблизно 91%. За такого режиму річне споживання електроенергії становитиме близько 80 ГВт·год.

Виходячи з оприлюднених показників, розрахункові питомі витрати електроенергії становлять приблизно 53,3 кВт·год на кілограм водню. Це відповідає характерному діапазону споживання сучасних PEM-електролізерів, хоча точні межі системи, використані для розрахунку, розробники не оприлюднили.

Високе завантаження є важливим економічним чинником, оскільки дає змогу розподілити капітальні витрати на більший обсяг продукції.

На відміну від установок, що живляться безпосередньо від сонячних або вітрових електростанцій, електролізер із гарантованим постачанням електроенергії від АЕС потенційно може підтримувати стабільний режим роботи протягом більшої частини року.

Водночас більша тривалість роботи сама по собі не гарантує нижчої собівартості водню. Вирішальною залишається ціна електроенергії.

За розрахункового споживання 53,3 кВт·год/кг кожні додаткові 10 євро за МВт·год у ціні електроенергії збільшуватимуть її складову у вартості кілограма водню приблизно на 0,53 євро. До цієї суми необхідно додати капітальні витрати, обслуговування електролізера, водопідготовку, компримування, зберігання та транспортування продукції.

ÚJV Řež і KHNP не оприлюднили загальної вартості демонстраційної установки, прогнозної собівартості виробництва водню або конкретної ціни електроенергії, за якої проєкт стає рентабельним.

За висновками дослідників, для реалізації необхідно забезпечити довгостроковий контракт на постачання електроенергії за прийнятною ціною, гарантований попит на водень і економічно обґрунтовану схему його доставки або використання безпосередньо на місці виробництва.

Однією з головних перешкод для розвитку ядерного водню розробники називають нерівні регуляторні умови для різних технологій низьковуглецевого виробництва водню.

Європейське законодавство розрізняє відновлюваний водень, вироблений з електроенергії відновлюваних джерел, і низьковуглецевий водень, до якого за відповідних умов може належати продукція електролізерів, що використовують атомну електроенергію.

Відповідно до Директиви ЄС 2024/1788, для визнання водню низьковуглецевим необхідно забезпечити скорочення викидів парникових газів щонайменше на 70% порівняно з визначеним викопним аналогом.

У грудні 2025 року набув чинності делегований регламент ЄС 2025/2359, який встановив методику оцінювання скорочення викидів парникових газів для низьковуглецевого палива. Водночас документ передбачає до 1 липня 2028 року оцінити можливість запровадження альтернативних підходів до врахування електроенергії АЕС під час виробництва водню.

Принципова відмінність полягає в тому, що низьковуглецевий водень з атомної електроенергії не прирівнюється автоматично до відновлюваного водню категорії RFNBO, для якого законодавство ЄС встановлює окремі обов'язкові цілі споживання в промисловості й транспорті.

При цьому підтримка низьковуглецевого водню в ЄС поступово розширюється. Зокрема, Європейська комісія передбачила у проєкті умов водневого аукціону 2026 року окремий напрям фінансування, доступний як для відновлюваного, так і для електролітичного низьковуглецевого водню.

Петр Мерварт, уповноважений Міністерства промисловості й торгівлі Чехії з водневих технологій, під час презентації дослідження наголосив, що забезпечення технологічно нейтрального підходу до виробництва водню є одним із пріоритетів Чехії у переговорах із Європейською комісією.

Нагадаємо, співпраця ÚJV Řež і KHNP у водневій галузі розпочалася 7 липня 2025 року, коли компанії підписали меморандум про підготовку виробництва так званого "рожевого" водню – водню, отриманого з використанням атомної енергії.

Документ передбачав розроблення попереднього техніко-економічного обґрунтування та формування умов для реалізації пілотного проєкту.

KHNP уже розвиває аналогічний напрям у Південній Кореї. За інформацією, представленою компанією на Hydrogen Days 2026, вона завершила базове проєктування та споруджує демонстраційну установку виробництва водню з використанням атомної електроенергії електричною потужністю 10 МВт. Завершення будівництва заплановане на 2027 рік.

Оновлена воднева стратегія Чехії, затверджена урядом у липні 2024 року, передбачає виробництво приблизно 20 тис. тонн відновлюваного водню на рік до 2030 року. Для цього оцінювалася необхідність встановлення близько 400 МВт електролізерів.

Водночас стратегія визнає, що низьковуглецевий водень може мати в Чехії більший потенціал, ніж відновлюваний, як за обсягами виробництва, так і за собівартістю.

Демонстраційна установка ÚJV Řež і KHNP із виробництвом 1500 тонн водню на рік становила б за обсягом продукції приблизно 7,5% від зазначеного стратегічного орієнтира. Проте ці обсяги не можна безпосередньо зараховувати до цілі з виробництва відновлюваного водню, оскільки йдеться про різні регуляторні категорії.

Автори дослідження рекомендують перейти до наступного, детальнішого етапу техніко-економічного обґрунтування.

Поки що не визначено остаточного майданчика, замовника установки, промислового споживача водню, вартості проєкту та строків його реалізації.

Таким чином, дослідження підтвердило можливість використання діючих атомних електростанцій для стабільного електропостачання водневого виробництва. Подальша реалізація проєкту залежатиме не стільки від принципової технічної здійсненності електролізу, скільки від економічних умов та здатності низьковуглецевого водню конкурувати на європейському ринку.

У 2022-2025 роках за фінансування програми Євратому реалізували дослідницький проєкт NPHyCo (Nuclear Powered Hydrogen Cogeneration), присвячений технічній та економічній доцільності виробництва водню з використанням електроенергії діючих АЕС. Загальний бюджет становив 2,67 млн євро, з яких близько 2 млн євро надав ЄС. Координатором проєкту виступала німецька Framatome GmbH. Серед учасників були дослідницькі організації та компанії з дев'яти європейських країн, зокрема українська Energy Safety Group і чеський дослідницький центр Centrum výzkumu Řež.

Дослідження охоплювало вибір технологій електролізу, можливості інтеграції водневих установок з АЕС, використання спільних допоміжних систем, вимоги ядерної безпеки та перспективи комерційної реалізації. У межах проєкту проаналізували сценарії інтеграції водневого виробництва з Рівненською та Хмельницькою АЕС. Для Рівненської АЕС як пріоритетний варіант розглянули установку з PEM-електролізерами загальною потужністю 30 МВт, яку передбачалося розмістити за межами проммайданчика станції, у санітарно-захисній зоні.

За підсумковими результатами NPHyCo, технічних перешкод, які принципово унеможливлювали б поєднання водневого виробництва з АЕС, не виявлено. Водночас вирішальними залишаються економічні чинники. У розглянутих сценаріях низькотемпературного електролізу вартість електроенергії формувала близько 80% приведеної собівартості водню. Витрати на його транспортування та розподіл могли становити приблизно 30-35% загальної вартості доставленої продукції. Тому близькість промислового споживача може бути економічно важливішою за максимальну технологічну інтеграцію електролізера з АЕС.

Дослідники також дійшли висновку, що спільне використання допоміжних систем АЕС та водневої установки зазвичай забезпечує обмежене зниження собівартості. Найпростішим рішенням залишається безпосереднє постачання електроенергії. Щоб ядерний водень міг конкурувати з воднем, виробленим із природного газу, у короткостроковій перспективі необхідні механізми державної підтримки. Водночас нові технології високотемпературного електролізу, які можуть використовувати як електроенергію, так і тепло реакторів, мають потенціал подальшого зниження собівартості виробництва.